1.《电力现货市场基本规则(试行)》政策解读

(1)采用分区电价或节点电价产生的阻塞费用，按照规则分配给相关方。

规则明确了阻塞费用的分配方式，根据采用的分区电价或节点电价来进行分配。

(2)市场限价需要根据实际情况进行调整。

市场限价将根据实际情况进行调整，以适应市场需求的变化。

(3)不同交易品种的规定根据不同成本而定，包括新能源和火电的可变成本。

不同交易品种的规定将根据其不同的成本情况进行确定，包括考虑新能源和火电等的可变成本。

(4)结算过程中，不得设置不平衡的资金池，需要独立分类进行清算。

结算过程中，禁止设置不平衡的资金池，需要对资金进行独立分类进行清算。

(5)对于不同市场模式和习惯，结算方式会有所差异。

针对不同市场模式和习惯，结算方式将会有一定的差异。

(6)结算规则未来需要进一步明确和完善。

对于结算规则，未来还需要进一步明确和完善，以适应市场需求的发展。

(7)价格波动未必能准确反映供需关系，未来可能考虑探索容量补偿机制。

价格波动未必能准确反映供需关系，未来可能会考虑探索容量补偿机制。

(8)容量补偿机制需要与其他电力现货市场相衔接。

容量补偿机制需要与其他电力现货市场相衔接，以确保市场运作的一致性。

(9)未来可能进一步探索类似国外的容量市场和输电权机制。

未来可能会进一步探索引入类似国外的容量市场和输电权机制。

(10)这次政策意味着电力市场改革的发力点，具有重要意义。

这次政策是电力市场改革的发力点，具有重要意义。

对于政策的理解，专家的观点以及投资者的感受，因为政策更多是定位性的，缺乏具体操作层面的细节，有些投资者可能会感到失望，希望能有更多细节和增量内容。

Q&A

Q：“与会者”提到了《电力现货市场基本规则(试行)》中的一些关键点，比如分区电价、市场限价、不同交易品种的规定等。这些规定对投资者有什么影响？

A：这些规定为投资者提供了更明确的参考和一个更清晰的交易环境。分区电价和节点电价的阻塞费用分配规则，可以减少在集中式电力交易中可能存在的不明费用。市场限价在一定程度上保护投资者免受异常高波动的影响，在交易过程中提供了更稳定的定价基准。而不同交易品种的差异性规定，例如针对新能源和传统能源的区别对待，避免了因不同发电主体的报价收益差异而导致的竞争不公和不利于交易的局面。这些规定对投资者的参考和决策具有重要意义。

Q：“与会者”还提到了电力市场的结算问题，强调了独立分类结算的重要性和对不同市场模式的考虑。这些结算规定对投资者有何影响？

A：这些结算规定使得结算过程更加清晰和透明，消除了可能存在的不平衡资金池问题，确保了谁产生谁负责、纯收益、责任明确的原则。此外，明确了发电侧和用户侧的独立结算情况，对结算的参考节点也进行了明确和重要的规定。这些规定为投资者提供了重要的参考和保障。

Q：“与会者”还谈到了《电力现货市场基本规则(试行)》中的一些局限性，比如未针对分散式和更灵活的市场模式进行规定，也未明确省内市场、省级市场等的构建问题。这些局限性会对投资者产生什么影响？

A：这些局限性意味着规则制定方面仍有进一步明确和完善的空间。尽管规则中考虑到了不同交易品种和供需关系的一些细节，也涉及到了中长期期货和辅助服务，但对于分散式市场和灵活市场模式以及省级市场和全国一体化市场的未来构建并未详细阐述。这可能会导致投资者在未来需要根据实际情况探索和适应不同市场模式的变化，这需要进一步明确和拦截。

Q：“与会者”还提到了价格波动对实时电力价格的反映不足，并提出了探索容量补偿机制和容量市场的重要性。这对投资者意味着什么？

A：这说明价格波动在某种程度上不能很好地反应供需关系，也不能很好地引导市场。探索容量补偿机制和容量市场将能够保证各类资源在需要时能够提供足够的发电能力，并确保系统运行的安全可靠性。这为投资者提供了有关容量补偿机制和容量市场的发展方向和重要性的指引。同时，政策对于如何与其他电力现货市场相衔接也提出了明确要求。总之，通过《电力现货市场基本规则(试行)》的政策解读，投资者可以在交易中更明确地了解到分区电价、市场限价、结算规定等关键点的影响，并在今后的市场变革中注意局限性和拓展发展方向。

Q：这个政策的执行时间为什么是今年10月15号到26年10月15号？

A：实际上来讲，这个执行时间需要有一定的连续性，并且考虑整个市场的发展，所以这个时间段是根据时间维度和市场发展考虑而定的。

Q：相对于欧美的电力现货市场，这个政策还缺少哪些内容？

A：相对于欧美的电力现货市场，我们国内的电力现货市场还需要进一步明确交易结算的规定，以及中长期交易的曲线和实时曲线之间的偏差等问题。

Q：电力中长期交易中，如何解决新能源预测不准确所带来的曲线偏差问题？

A：在新能源参与中长期交易时，由于新能源发电特性的预测不准确，交易曲线与实际曲线可能存在较大偏差。因此需要更明确的交易模式和曲线设定，以避免潜在风险。

Q：对于新能源高比例签约的交易规则是否适合？

A：对于新能源高比例签约的交易规则可能不太合适，同时需要考虑到新能源的边际交易以及与具备可变成本的商业主体的交易，要设定合适的价格上下限以进行套利。

Q：国内的电力现货是否需要建立电力期货交易市场？

A：是的，国内已经有电力期货交易市场，但是国内电力期货的作用还不充分。目前的电力现货和中长期交易模式不利于建立容量市场，而容量市场需要较长周期的规划和稳定的消纳保证。

Q：在电力现货市场中，如果通过提高电价来满足需求侧的被动需求，是否意味着市场化机制失灵？应该如何构建一个合理的容量市场来保证供电可靠性？

A：当可调的资源用完后，为了满足需求侧的被动需求，提高电价是一种被动应对的方式。然而，这种情况并不希望在国内出现，因此需要构建一个容量市场来引导足够的供电可靠性，并控制电价，以实现未来的双碳目标。这样的容量市场需要有更长周期的期货交易来支撑，也需要有统一的规划来解决各类主体之间的矛盾。目前国内的电力期货交易所还无法满足这些需求，因此需要构建一个更好的联动机制。另外，需要在新型电力系统中提供长期合同，以确保新能源发电的稳定消纳和收益保证，使得主体可以更好地投资和建设。最后，仍然需要一个顶层设计来实现对电力市场的有序和循序渐进的调整。

Q：在电力现货市场中，我们如何确定不同位置的节点定价？

A：在国内，我们采用诱票法的方式，将所有位置的信号统一地汇集在一起，由电网作为一个负荷管理的聚合平台，根据全社会福利最大化的约束，进行一个全局的优化，从而决定由谁来响应、响应什么位置、响应多少的决策。

Q：这个文件中是否提到了针对中长期合同的分时电价的约定？

A：是的。针对不同的电源，由于发电特性的不同，中长期交易合同的电价可能会变化。目前在一些地方可能没有严格执行这种约定，但对于新能源而言，这个问题比较复杂，因此需要考虑约定具体的交易情况。

Q：这个政策是针对存量还是新增电源的？

A：这个政策具体是指导意见，与各地自身的资源禀赋和新能源参与程度相关。对传统电源如水电、火电影响不大，但是对于新能源来说差异明显。

Q：现货政策对于传统电源有何影响？

A：对于传统电源如气垫、水电等可控性非常强的主体来说，现货交易对其影响不大。但是需要考虑结算采取的参考节点与自身节点的不同所带来的阻塞费用。特定地区如内蒙蒙西已经考虑了风险因素，中长期和现货电力价格的波动风险也会导致不同节点的套利风险。

Q：对于新能源电源有何影响？

A：对于新能源来说，现货政策对其影响较大。如在吉林省，虚拟电厂和储能被纳入现货市场后，这些主体需要满足交易规则的要求。新能源的参与与需求响应也需要遵循现货交易规则。

Q：新能源企业在电力现货市场中可能面临的限制和考核有哪些？对储能企业而言，这种限制和考核是否会有利于其发展？

A：新能源企业在电力现货市场中可能会面临越来越严格的限制和考核，包括要求按照曲线带来电力、合理分摊费用或辅助服务费用等。储能企业可以通过参与其中，利用空间位置信号来寻找更明确的建设点位，并发挥更好的作用。所以对于储能企业来说，这种限制和考核实际上是一个利好。

Q：售电公司在电力现货市场中的主要工作是什么，以及它的作用。

A：售电公司实际上在批发市场和零售市场之间扮演了一个衔接的角色。国内和国外的售电公司主要分为三类：一类是空手套白狼，没有发电和用户资源，只通过撮合来获取利润；第二类是在园区内组建的，通过汇集大量用户形成固定用户群体，获得更优质的价格；第三类是以发电侧为背景的设计公司，背后有发电厂资源，能够跟踪市场的价格波动和供需变化，以更合理的成本参与市场交易。

Q：负荷预测在供电公司的采购方案中起到了什么作用？供电公司在市场化交易中如何优化自己的采购方案和成本？

A：供电公司根据用户的用电特性进行负荷预测，并根据此优化自己的采购方案和成本，以获利。负荷预测包括预测用户的用电持续时间和高峰时段，这决定了市场上的价格和储存量。供电公司需要了解供需平衡的情况，特别是在市场化交易中的电力现货市场，电力的波动尤为重要。

Q：在电力现货市场中，售电公司的价格与采购的电量有关吗？

A：在现货市场中，售电公司采购的电量与价格是有关系的。售电公司在报价时可以根据自己的弹性和报量情况灵活调整，根据供需决定价格的高低。当电力系统使用量大且净额需大于供应时，成本会较高，价格也会较高。而当电力系统使用量不足时，发电有富余，成本较低，价格也较低。

Q：关于虚拟电厂和分布式发电，如何判断其商业模式是否可行？

A：对于分布式发电，个人认为更实际的方式是基于大型虚拟电厂聚合平台。从国企的角度来看，基于原网核储系统的聚合平台可以更好地完成调度和消纳电力。现有的电力系统难以感知和调度分布式发电，而使用380伏或10千伏的接入方式也没有办法让电网感知和调度小规模的分布式发电和储能。因此，分布式发电最好作为大型虚拟电厂聚合平台的支撑，以更好地完成电力系统的调配和消纳。

Q：未来的直购电比例会增加吗？对峰谷电价差的影响是怎样的？

A：目前直购电主要来自大工业和发电厂的购电协议，未来这种情况下的直购电比例一定会提升。对于峰谷电价差的影响并不突出，只是可能会更加精细地匹配交易，整体波动可能会更加灵敏。

Q：售电公司和工商用户在交易时有曲线吗？假如出现偏差，是由工商用户还是由售电公司承担？

A：售电公司在电力市场里交易时是有曲线的，而工商用户一般不参与报量报价，只是在零售市场与售电公司签订合同。如果出现偏差，一般情况下不会追索用户，偏差在3%以内一般由售电公司承担一部分，超过3%的部分则由用户承担。

Q：电网代购电会参与市场的报量报价吗？

A：电网代购电不作为报价主体，只是作为报量主体在市场上进行出清，采购偏差将按全社会分摊的方式进行结算。

Q：对本年下半年电改的政策有初步判断吗？

A：对于本年下半年电改的具体时间节点和内容，暂时没有初步判断。

Q：民营发电企业在电力现货市场中如何获得补偿？

A：对于民营发电企业在电力现货市场中获得补偿的问题，专家提到了目前煤电的容量电价即将开始执行的信号，而且进一步强调了电力现货市场和中长期市场的衔接，明确了中长期市场是分时的，包括交易期限和交易价格。另外还提到了一些具体政策的探索，如保量保价等方式，各省份还会制定相应的交易细则。此外，山东省作为前沿省份，也提供了复电价和容量补偿政策的试点经验。从整体来看，新能源在电力现货市场中确保收益面临更多的挑战，但各个省份都将采取相应措施保障新能源的收入。

Q：储能项目在未来电力现货市场中参与分时电价可能需要重新安装和换成可利用的储能设备，对存量的储能有何影响？

A：根据政策规定，存量的储能可能需要进行设备改造，改造成满足接入电力调度系统需求的设备，并注册为独立市场主体才能参与电力现货市场和辅助服务市场。这将提高存量储能的利用率，但并不强制存量光伏风电项目进行储能改造，而是主要在二次设备上进行改造，如安装远控设备。这将给储能带来更多利润空间，但也可能增加电价波动的频率，对储能调度带来一定的压力和困难。

Q：对于工商业储能来说，电力现货市场的改革政策可能带来什么影响？

A：对于工商业储能来说，电力现货市场中以现货结算的电量比例越高，电价浮动范围可能越大，给储能、虚拟电厂和可调节负荷带来更多盈利空间。整体来看，工商业储能的回收期可能缩短，因为一天内套利的次数可能会变多。此外，全国统一的电力现货市场将大力推动中长期交易的频率提升，进一步提高以现货市场价格结算的电量占比。

Q：节点电价是什么意思？它会对灵活性资源（如储能和火电）带来收益提升吗？

A：节点电价是指由于发电厂的位置不同，最终出清的价格会有所不同。比如在蒙西市场中，呼和浩特和包头之间的电价会因为线路拥堵而有所差异。节点电价实际上给予了灵活性资源如储能和火电带来收益提升的机会，因为这些资源可以根据节点电价的差异进行灵活运营，获得更高的收益。

Q：对于储能来说，近期的政策对其有何影响？相比火电，储能的未来预期收益中容量补偿的比重会如何？

A：近期的政策将使全国范围内的独立储能运营的省份增加，例如山东已经可以获得容量补偿。但与火电不同，储能的预期收益中只有很小一部分来自于容量补偿，容量补偿只是储能收益的一个典型来源而已。储能的未来收益主要集中在其他方面。

Q：储能电站的主要收益来源是参与电力现货市场，如何提高收益？

A：更精准地预测第二天的电力现货市场的价格和价差可以提高储能电站的收益。

Q：储能装置能否参与不同的电池市场？

A：根据目前的经验，一个储能装置可以同时参与电力现货市场和辅助服务市场，并通过分区控制来实现。

Q：山东储能示范项目的运行情况如何？是否受到新能源并网的影响？

A：山东储能示范项目的收益率和利用率情况目前较低，主要原因是租赁率不高。根据经验，储能电站的租赁率需要半年左右才能达到60%~80%的比例。对于今后建设的储能电站，如果在明年下半年租赁率达标，收益率最低可以达到7%~8%。

Q：现货市场和辅助服务市场在各省份的落地进展如何？

A：现货市场和辅助服务市场将在更多省份长期运行，大约需要到2025年左右，目前大部分省份已经可以进行长周期运行了。其中，辅助服务市场的落地速度会更快，除了西藏外，其他省份都已经有辅助服务市场。

Q：预计现货市场的定量交易占比会达到多少？

A：预计长期来看，现货市场的定量交易占比大约会达到20%。目前这个比例大约在百分之10左右，但预计会进一步提升，因为只有提高现货电量的占比才能发现更多的价格。

Q：在广东和浙江试点省份，工商业企业能否直接接入现货市场？

A：大型用户可以直接接入现货市场，而中小型用户需要通过售电公司来接入市场。另外，还有一部分较小的企业会通过电网代理购电，但这种方式正在逐渐减少。

Q：山东地区的储能电站可以同时租赁和市场进入辅助服务或者现货市场收费，这种情况在其他地方会出现吗？未来会如何发展？

A：山东地区是可以租赁和同时拿容量补偿的，但是甘肃青海等地的政策不允许。从全国层面上来看，两头拿钱的情况并不合理，甘肃的方案可能更加合适，即要么进入能量租赁市场，要么发电侧和用电侧分摊成本来获得补偿。

Q：工业企业不进入现货市场时相当于拿着峰谷价差时段性的一个仓库交叉，现在他们能赚钱吗？

A：工商业土地不进入现货市场时，根据售电公司代理的用电套餐，其中也有分时电价和峰谷差。目前工商业储能和现货市场还没有强耦合关系。

Q：储能的租赁价格走向如何？未来会越来越低吗？

A：从目前的趋势来看，储能的租赁价格肯定会走低。未来市场化形成后，租赁价格可能会更低，例如湖南组织市场租赁的价格普遍是低于指导价2-2.2分每瓦每年。

Q：长周期试运行和正式的电力市场有什么区别？

A：长周期试运行是一个概念，例如广东山西等地已经连续试运行了一年多。

Q：工商业用户通过售电公司购电的报价是否需要体现真实的峰谷系数？

A：是的，售电公司应该在报价中体现真实的峰谷系数要求。

Q：大工业用户是否受到峰谷4:1限制？未来会占多少比例？

A：大工业用户并不受峰谷4:1限制。目前全国范围内直接进入电力现货市场交易的用户相对较少，因为这需要专业的团队和人员来进行操作，并且将来全现货市场的占比不会很多，因为中长期市场依然有作用，能够降低风险和避免不确定性。

Q：欧洲现货市场的比例如何？

A：欧洲不同国家的市场设置不同，有些国家有全现货市场，但更多的国家会保留中长期市场以降低风险和避险。具体的比例不清楚。

Q：中长期现货等价格变绿频率都提升，一个新能源项目的投资收益测算就面临极大的不确定性，如何给投资方一个稳定的预期回报的底线？

A：目前来看，新能源的收入不确定性会进一步提高，因此功率预测的准确性变得非常重要。对于新能源和储能项目来说，通过联合发电体的形式来规避电价波动的风险是必然的趋势。中长期的定价合同通常也会采用分时电价的方式，并且随着储能项目的逐步发展，价格也会开始出现溢价。虽然国内的模式与欧美有所不同，但是可以通过组合新能源和储能等方式在不同区域分别规避风险，保证收益稳定性。

Q：在中长期交易中，电价的确定是根据现货的价格去确定还是有其他的结算方式？

A：中长期电价的确定是根据电力交易市场的供求关系来决定的。具体的细节要根据供电企业和发电企业的协商而定，通常会在电子交易所进行协商，确定供电企业与发电企业的长期合同价格。不同角色的定位也会对应不同的细则要求。

Q：独立储能在现货交易中的定位是什么？

A：独立储能在现货交易中的定位与不需要交输配电费的工业用户类似。在充电时视为工业用户，而在发电时则和发电机组一样，但是独立储能一般不会签订中长期合同，而是全部采用现货交易。